Småkraftverk
En analyse av avvik mellom budsjetterte og faktiske investeringskostnader
An Analysis of the Deviation of Budgeted and Actual Investment Costs of Small Hydropower Plants
Institutt for naturforvaltning
Masteroppgave 2014 30 stp
Thomas Stokke
I
II
FORORD
Denne masteroppgaven er skrevet ved institutt for naturforvaltning (INA), ved Norges miljø- og biovitenskapelige Universitetet (NMBU) og markerer avslutningen på mastergradstudiet fornybar energi.
Småkraftverk har den tilnærming at det naturgitte utgangspunktet ligger i elva, men at den økonomiske verdien av et kraftprosjekt avhenger av utbyggerens konsept og kompetanse. Her mener jeg det foreligger et stort potensiale.
Derfor er det av interesse for å foreta en studie på hva som kan gjøres bedre i utbyggingen av småkraftprosjekter, for så i framtiden å kunne velge ut de prosjektene som er mest samfunnsøkonomisk lønnsomme. Parallelt med dette er det viktig å ta hensyn til samfunnets brukerinteresser der konflikter lett kan oppstå. På den måten er det mulig å redusere, og bruke unødvendige ressurser på prosjekter som til syvende og sist ikke blir realisert.
Etter 3 års bygg- ingeniørutdannelse ved Universitetet i Agder har jeg tilegnet meg teknisk innsikt som har vært nyttig i forbindelse ved denne oppgaven. Etter snart 2 år her på NMBU har jeg også etter hvert fått en økonomisk plattform som har gitt meg et grunnlag for å skrive denne masteroppgaven. Den tverrfaglige
utdanningsbakgrunnen har gjort meg i stand til å jobbe med flere typer innfallsvinkler.
Jeg vil rette en stor takk til min veileder Erik Trømborg for å ha bidratt med sin faglige kompetanse og engasjement under oppgaveskrivingen. Jeg vil også takke Håvard Hamnaberg og Fredrik Arnesen i NVE for nyttig informasjon og råd underveis.
_____________________
Thomas Stokke, mai 2014
III
SAMMENDRAG
Potensialet for småkraftverk er først og fremst avhengig av kostnadsrelaterte forhold, men også geografi, grunnforhold og miljøvirkninger har stor betydning. Formålet med denne oppgaven er å analysere om realiserte investeringskostnader skiller seg fra planlagte eller budsjetterte kostnader for småkraftverk som er satt i drift mellom 2007-2014. I Analysene studeres utvikling for kostnadskomponenter som inngår i utbyggingen av slike kraftverk. Det foretas sammenligninger med kostnadsreferanser fra NVE. Det vil bli gjennomført undersøkelser av avviksforhold og årsakssammenhenger til disse.
Det foretas både kvantitative og kvalitative undersøkelser. I den kvalitative delen samles sentrale data fra
kraftverkseiere gjennom telefonsamtaler. Den kvantitative delen består i innhenting av kostnadsdata fra utsendte spørreskjema, konsesjonssøknader og datamateriale fra NVE. De statistiske undersøkelsene behandles ved
regresjonsanalyser og ulike diagrammer i Excel.
Analysene gjennomført i dette prosjektet viser en klar tendens til at utbyggerne var for optimistiske med tanke på økonomi og årsproduksjon i konsesjonssøknaden. Det er påvist at 96 % av 24 kraftverk har en økt
utbyggingskostnad i kr/ kWh sammenlignet med det som var beregnet og oppgitt i konsesjonssøknaden. Det ser ut til at avviket mellom budsjetterte og faktiske kostnader er størst for postene planlegging/administrering og
inntak/dam, og minst for maskin- og elektrotekniske utstyr. Inntak/dam og maskin- og elektrotekniske
komponenter er avhengig av årsproduksjonen. For kraftstasjonsbygget viser det seg at det delkostnaden blir ca. 5 % høyere enn det som er anslått i NVEs veileder for småkraftverk. Delkostnaden for kraftlinje viser seg å være ca. 10
% laver enn veilederen.
I årsakssammenhengene til avvik i kostnader er det observert at mange prosjekter foretar for dårlig planlegging og prosjektering. Det foretas heller ikke grundige nok vurderinger av bygg og anleggsarbeid på dam/ inntak og rørgate.
Dette fører til store utfordringer knyttet til beregninger av grunnforhold, uttak av masser og trykklassendringer på rørgaten. Mange ser også delvis bort fra minstevannføring og lignende avbøtende tiltak i søknaden. Når disse kravene kommer fra NVE blir årsproduksjonen mindre en planlagt søknadsverdi. Samtidig fører overskridelse av fremdriftsplanen og usikkerhet rundt entreprenørarbeidet at kostnadene øker.
Analysene av avvik i midlere årsproduksjon, total utbyggingskostnad og delkostnader forholdsvis vel fundamentert med få feilkilder. Det er imidlertid stor usikkerhet knyttet til entreprenørarbeid og årsakene til avvik der.
IV
ABSTRACT
The potential for small hydropower plants depends mainly on cost- related issues, however geography, soil conditions and the environment are also of great importance. The purpose of this study is to analyze whether the actual cost of investments differs from planned or budgeted costs for 24 small Norwegian power plants that have been in operation from 2007- 2014. The analysis explores the development of cost components in the construction of such power plants. There will be comparisons of cost references from NVE. Surveys of deviation factors are conducted and casual relationships to these factors are examined.
Quantitate and Qualitative research methods are utilized to gather data. In the qualitative part, central data are collected from the power plant owners through phone calls. The quantitative dimension consists of obtaining cost data from a questionnaire hand out, license applications and data from NVE. Statistical surveys are processed by regression analysis and various charts in Excel.
The developing costs of hydro plant components have increased significantly during the last 10 years; however it seems that the costs have become more stable over the last 2-3 years. The conducted analysis in this project shows a clear tendency for owners to overestimate annual production and the economy, as recorded in their license applications. Out of 24 power plants, 96 % had an increased development cost in Kr/ kWh, compared to what was intended and stated in the license application. The difference between budget and actual costs are greatest for planning/administration and inlet / dam, and lowest for machine and electrical components. Inlet / dam, and machine /electrical components are dependent upon the annual production. For the power plant station it turns out that the partial costs are approx. 5 % higher than the estimates in NVE`s supervisor for small power plants.
Partial costs for power line turns out to be approx. 10 % lower than the estimates. It is observed that many projects have poor feasibility studies, which means that the design takes longer to execute than expected. This problem leads to a lack of detail reviews of construction work on the inlet /dam and pipeline, which causes major
challenges, related to incorrect calculations of; ground conditions, extraction of masses and pressure load changes on the pipeline. As a result, this leads to significant added costs for construction work. Owners are also disregarding from the minimum and similar mitigation measures in the application. When these requirements come from NVE, the annual production becomes less compared to the planned application value. At the same time, the uncertainty of work as well as increased labor leads to increased costs.
The analysis of differences in mean annual production, total development cost and partial costs are relatively well- founded with few errors. There is considerable uncertainty associated with the contractor's work and the reasons for discrepancies there.
V
FORORD ... II SAMMENDRAG ... III ABSTRACT ... IV
1. INNLEDNING ... 1
1.1BAKGRUNN ... 1
1.2PROBLEMSTILLING ... 3
1.3PLAN FOR OPPGAVEN. ... 3
2. DATAGRUNNLAG OG METODE ... 4
2.1KRITERIER FOR UTVELGELSE ... 4
2.2DATAGRUNNLAG/MATERIALE ... 4
2.3METODEBRUK... 5
2.3.1 Estimering av avvik fra datamaterialet ... 5
2.3.2 Kvantitativ undersøkelse ... 5
2.3.3 Kvalitativ undersøkelse: ... 7
3. SMÅKRAFT ... 9
3.1SMÅKRAFTVERK GENERELT ... 9
3.2UTVIKLING OG ØKONOMISK POTENSIAL ... 10
3.3ØKONOMI FOR SMÅKRAFTVERK ... 12
3.3.1 Investeringskostnader ... 12
3.3.2 Inntektskilder for kraftverk ... 18
4. RESULTATER ... 21
4.1FORDELING OG UTVIKLINGEN AV KOSTNADSKOMPONENTER ... 21
4.2DELKOSTNADER ... 24
4.2.1 Fordeling av kostnader ... 24
4.3AVVIK MELLOM BUDSJETT OG FAKTISK KOSTNAD ... 26
4.3.1 Avvik i totalkostnad... 26
4.3.2 Avvik i utbyggingskostnad ... 27
4.3.3 Kumulativ fordeling ... 28
4.3.4 Avvik i delkostnader ... 28
VI
4.4ÅRSAKSSAMMENHENGER ... 33
4.4.1 Årsaker til avvik ... 33
5. DISKUSJON ... 39
5.1.DATAGRUNNLAGET. ... 39
5.2.DRØFTING AV RESULTATER ... 40
5.2.1 Kostnadsutvikling ... 40
5.2.2 Drøfting av fordelingen av delkostnader ... 41
5.2.3 Årsaker til endring i budsjettert lønnsomhet ... 42
5.2.4 konsekvenser av økte kostnader ... 43
5.2.5 Tiltak for å redusere avvikene ... 44
5.2.6 Lønnsomhet i forhold til inntektskilden ... 45
5.2.7 Videre arbeid ... 46
6. KONKLUSJON ... 47
KOSTNADSSKJEMA ... 50
SPØRREUNDERSØKELSE ... 51
VII
FIGURLISTE
Figur 1: Viser en skissemessig fremstilling av et småkraftverk(OED 2007b) ... 9
Figur 2: Utvikling av småkraftverk mot 2020(Husebø 2013) ... 10
Figur 3 Fylkesvis fordeling av det økonomiske potensialet for ny vannkraft per 1.1.2011... 11
Figur 4 Grøftetverrsnitt for nedgravde rør(SWECO 2010) ... 14
Figur 5: Figuren over viser historisk utvikling av NIBOR - renten for ulike type investeringer.(Bank 2008) ... 16
Figur 6: Kraftprisutvikling for Norden: Kilde(Spot 2014) ... 18
Figur 7: Historisk utvikling for sertifikatprisen(Statnett 2014) ... 19
Figur 8: En oversikt over kostnadsutviklingen på vannkraftkomponenter ... 21
Figur 9 Gjennomsnittlige bygge-kostnader for 44 kraftverk bygget i perioden 2001-2014 ... 23
Figur 10: Graf med effektiv NIBOR- rente og punktene med rentenivå til kraftverkene ... 23
Figur 11 Største kostnadskomponenter for småkraftverk ... 24
Figur 12 Viser sammenheng mellom totalkostnad og årsproduksjon for hvert kraftverk ... 26
Figur 13 Oversikt over prosentvis avvik (kr/kWh) av utbyggingskostnader ... 27
Figur 14 Grafen viser den inverse kumulative andel av endring i utbyggingskostnad ... 28
Figur 15: Figuren over viser på hvilke område i prosjektet avvikene i investeringskostnadene oppstod. ... 28
Figur 16: Viser sammenheng mellom delkostnad og årsproduksjon for inntak/dam ... 29
Figur 17: Viser sammenheng mellom delkostnad og årsproduksjon for driftsvannveier ... 30
Figur 18 Viser sammenhengen mellom årsproduksjon og delkostnader for kraftstasjonen ... 30
Figur 19: Viser sammenheng mellom delkostnad og årsproduksjon for maskin- og elektroteknisk installasjoner ... 31
Figur 20 Hovedårsaker til avvik mellom planlagte og realiserbare kostnader ... 33
Figur 21: Viser hvor i prosjektet de Uforutsette kostnadene oppstod ... 35
Figur 22: Oversikt over om entreprenørkostnadene ble høyere, lavere eller uendret... 35
Figur 23: Oversikt om kraftverkseiere to hensyn til prisstigninger i budsjettet ... 36
Figur 24: Sektoren over viser oversikt pålagt endringer av konsesjonssøknaden fra NVE. ... 37
Figur: 25 Reduserte kostnader ved egeninnsats i prosjektet ... 37
VIII
TABELLISTE
Tabell 1: Kostnadskomponenter ... 5
Tabell 2: Kostnadskomponenter ... 6
Tabell 3: Stikkordsutdrag fra spørsmål i undersøkelsen ... 7
Tabell 4: erfaringsmessig andelskostnad av komponenter (SWECO 2010). ... 13
Tabell 5: Oversikt over prosentvis prisstigning på komponenter 2007-2014) ... 21
Tabell 6: Viser andelskostnader for 10 kostnadskomponenter analysert i undersøkelsen ... 25
Tabell 7: Avvik i delkomponenter uavhengig av årsmiddelproduksjon ... 32
Tabell 8: Utdrag fra 2 Intervju med kraftverkseiere ... 34
Tabell 9: Kostnadsreduksjon ved egeninnsats ... 38
Innledning
1
1. INNLEDNING
1.1 Bakgrunn
Økt andel energi fra fornybare ressurser har blitt et satsningsområde for Norsk og internasjonal klima- og
miljøpolitikk. Norge bidrar til å oppnå sine forpliktelser i forhold til EU`S fornybardirektiv der alle medlemsland har forpliktet seg til å øke sin fornybarandel med 20 % innen 2020 (OED 2008). I dag er Norge på god vei mot å nå dette målet med ca. 62 % av kraftproduksjonen dekket av fornybar energi. Målet for Norge er 67,5 % innen 2020 (Bøeng 2010). For å nå målsetningen har Norge blant annet inngått en avtale med Sverige om et felles sertifikatmarked 1.
Januar 2012, der hensikten er å stimulere til økt elektrisitetsproduksjon basert på fornybare energiressurser tilsvarende 26, 4 TWh innen 2020. Produsentene vil da få en ekstra inntekt ved salg av elektrisk energi. Inntekten bidrar til å stimulere den økte utbyggingen av fornybare prosjekter og lønnsomheten i disse.
I et klimaperspektiv er produksjonen av vannkraft en positiv bidragsyter til å redusere utslipp av klimagasser, så lenge det erstatter produksjon av ikke fornybare energikilder. I Norge har vannkraftens egenskaper blitt utnyttet og bygget ut i stort omfang siden starten av 1900 tallet. Energikilden dekker 99 % av elektrisitets- produksjonen i Norge i dag, og er dermed den viktigste bidragsyteren til at Norge har ca. 62 % av kraftforbruket dekket av fornybar kraft. Mesteparten av de store vannkraftutbyggingene ble ferdigstilt på 80- tallet. Av den grunn har de store
utbyggingene avtatt de siste årene(OED 2008). Norge har derfor siden starten på 2000 tallet hatt større fokus på utbygging av småkraftverk (1-10 MW). Pr dags dato ligger det godt over 800 konsesjonssøknader inne til behandling hos NVE.(NVE 2014). Dette er ventet å avta mot avslutningen av sertifikatordningen i 2020.
Den teknologiske utviklingen av småkraftverk har kommet som et resultat av utbyggingen og utviklingen av de større vannkraftverkene. Den største forskjellen er variasjonen i design og sammensetning av utstyr og materialer.
Utfordringen ligger i å bygge kraftverk som egner seg best til utbyggerens vannressurs.
Potensialet for småkraftverk er først og fremst avhengig av kostnadsrelaterte forhold, men også geografien, grunnforhold og miljøvirkninger har stor betydning. Størrelsen på energiproduksjonen spiller en avgjørende rolle for lønnsomheten i prosjektet. Linjetilknytning og andelen av produksjonen som vil gå med til utbyggers eget forbruk er også viktige faktorer som må tas hensyn til. De fleste utbyggere av småkraftverk velger å selge
kraftproduksjonen via lokalnettet. Markedsprisen på kraft vil da være styrende faktor for en investeringsbeslutning.
Men dagens energipriser gjør bare at en mindre andel av tilgjengelig utnyttbare småkraftprosjekter blir økonomisk attraktive. (Ramm 2014). For utbyggere av småkraftverk er det helt avgjørende at de økonomiske rammene er på plass før prosjektet starter. Når en fremtidig kraftverkseier søker om tillatelse for å bygge ut gjennom
2
konsesjonssøknaden må utbyggeren budsjettere med et kostnadsoverslag for ulike kategorier som inngår i alle fasene i prosjektet. Mange utbyggere benytter seg av NVEs veileder for å få et referansepunkt på kostnadsnivået ved bygging av vannkraftverk(Stensby & Hofstad 2010).
For småkraftverk avhenger investeringen av en rekke faktorer. Det er flere årsaker til at utbygger velger å bygge et småkraftverk. Blant disse inngår inntekter fra kraftsalg, muligheten til å være selvforsynt med kraft, økt
forsyningssikkerhet og lokal verdiskaping i form av flere arbeidsplasser og sysselsetting (SWECO 2010). Ved utbygging av småkraftverk finnes det også miljømessige konsekvenser som må tas hensyn til, dette gjelder blant annet inngrep i urørte naturområder, endret vannføring i oppstrøms- og nedstrøms elv og tap av biologisk
mangfold. Utfordringene før en eventuell investeringsbeslutning foretas er at tilsiget varierer gjennom hele året, og fra til år. De langsiktige elektrisitetsprisene kan også være usikre. Av den grunn er det avgjørende at utbygger velger riktig investeringstidspunkt og riktig størrelse på anlegget.
For en potensiell utbygger er det viktig å innhente kunnskap om hva som kreves for å gjøre ressursen økonomisk utnyttbar og praktisk gjennomførbar. Komponentene som inngår i byggingen av et kraftverk må dimensjoneres og tilpasses ut i fra lokalitets-forholdene i området. Dette kan gi utbygger en rekke utfordringer med å få finansiert prosjektet. Grovt sett fordeles kostnadene seg på utbyggingen og driften av anlegget.
I dag blir mange småkraftprosjekter skrinlagt eller en byrde for utbygger på grunn av dårlig økonomisk lønnsomhet.
Dette skyldes veldig ofte lite kunnskap om prognoser på fremtidige kraftpriser, vannføringsmålinger, dårlige rammebetingelser, for raske beslutninger, dårlig likviditet og planlegging (SWECO 2010). Det å kunne velge ut de prosjektene som er de beste og billigste er en utfordring som småkraftbransjen og andre aktører må sette av ressurser til.
I denne oppgaven fokuseres på hvilke økonomiske vurderinger som har blitt foretatt av kraftverkseiere på
småkraftprosjekter som er satt i drift. Det har vært et ønske fra Norges vassdrags og energidirektorat (NVE) å få en mer detaljert og bedre oversikt over det generelle forholdet mellom budsjetterte og realiserte kostnader etter driftsstart av prosjekter. Hensikten er å kunne lokalisere eventuelle årsaker til avvik som har oppstått, og om kostnadsvurderingene NVE har lagt til grunn er pålitelig å bruke som referansekilde før et småkraftverk bygges ut.
Med dette som grunnlag er det av interesse å finne ut om det er økonomiske forbedringsmuligheter for utbyggere som har planer om å bygge ut småkraftverk i framtiden. Å kartlegge de Prosjektene som er ferdigstilt gir
indikasjoner på hvilke økonomiske beslutninger utbygger har foretatt seg, og gir dermed et bedre utgangspunkt for et beslutningsgrunnlag for framtidige utbyggere som ønsker å utnytte vannet i elven til kraftproduksjon.
Innledning
3 1.2 Problemstilling
Oppgaven tar utgangspunkt i økonomianalyser der det foretas en gjennomgang av et utvalg metodiske
tilnærminger for vurdering av kostnadsbildet for utbygde småkraftverk i Norge. Hovedformålet er å analysere om realiserte investeringskostnader for småkraftverk skiller seg fra planlagte eller budsjetterte kostnader. Mer spesifikt analyseres følgende problemstillinger:
1. Hvordan har kostnadsutviklingen på de forskjellige komponentene for småkraftverk vært de ti siste årene.?
2. Hvordan fordeles de totale utbyggingskostnadene på de forskjellige kostnadskategoriene ved utbygging av småkraftverk.? Er NVEs veileder for kostnadsvurderinger pålitelig å bruke som referansekilde for fremtidige småkraftutbygginger.?
3. Hvilke kostnadsposter har størst avvik mellom budsjetterte og faktiske kostnader ved utbygging av småkraftverk, og hva er årsakene til disse?
1.3 Plan for oppgaven.
I oppbyggingsfasen av oppgaven gjennomgås det datamateriale og metodebruk som er brukt for å komme fram til resultatene. Deretter tas det med relevant litteratur som skal gi leseren innsikt og forståelse for hvordan
småkraftverk fungerer. Det presenteres en oversikt over teknisk og økonomisk potensial for utbygging av småkraftverk i dag, og de viktigste kostnadskategoriene som inngår utbygging av slik kraftverk.
I resultatene gjennomføres det en analyse på hvordan kostnadsutviklingen har vært de siste 10 årene, og årsaker til disse. Deretter gis det en oversikt over de største delkostnadene på de ulike kategoriene, før det fremstilles en prosentvis fordeling av disse forhold til totalkostnad. Dette brukes som et sammenligningsgrunnlag med NVEs veileder som de fleste kraftverkseiere legger til grunn når økonomien i prosjektene skal vurderes. Til slutt
analyseres eventuelle avvik som har oppstått gjennom regresjonsanalyser i Excel, og årsakssammenhenger til disse.
I diskusjonen vurderes metodebruk og resultater.
4
2. DATAGRUNNLAG OG METODE
2.1 Kriterier for utvelgelse
I denne oppgaven har det blitt valgt ut tilfeldige småkraftverk i Norge med installert effekt mellom 1-5 MW. Hvert kraftverk er unikt med forskjellig ressursgrunnlag. Kraftverkene ble plukket ut uavhengig av forskjeller i av geografi, topografi, grunnforhold og andre lokale ringvirkninger. Et av utvelgelseskriteriene var kraftverk som har blitt bygd ut og satt i drift mellom 2007-2014, dette for å kunne sammenligne kraftverk innenfor et avgrenset tidsintervall.
2.2 Datagrunnlag/materiale
Utgangspunktet for resultatanalysen er 28 tilfeldig valgte småkraftverk (1-5) MW. Det har blitt foretatt en kombinasjon av kvalitative og kvantitative undersøkelser, der informasjonsinnhentingen har bestått i
telefonsamtaler med eiere av småkraftverk og utsendte spørreskjema. I det kvalitative intervjuet har det blitt hentet ut datamateriale fra 24 kraftverk. For det kvantitative datamaterialet er det også hentet informasjon fra 24 småkraftverk. For begge disse undersøkelsene var det 4 kraftverk som var forskjellige, det vil si at 20 kraftverk samsvarte i resultatene for begge undersøkelsene. Det har blitt samlet inn forholdsvis omfattende data i
forbindelse med dette prosjektarbeidet. Dataene har blitt tolket og behandlet i Excel. Deretter har de blitt analysert i regresjonsanalyser og ulike diagrammer. Relevant informasjon og data om kraftverkene har også blitt hentet ut fra NVEs konsesjonsdatabase for konsesjonssøknader og tilsendte konsesjoner fra NVE. Alle konsesjoner eldre enn 5 år var ikke mulig å hente direkte fra NVE sine databaser, derfor ble disse tilsendt fra NVE via e-post. For 24 kraftverk ble det hentet ut informasjon om budsjetterte kostnader fra kostnadsoverslaget i konsesjonssøknaden. Hensikten var å få et datamateriale som kunne brukes som et sammenligningsgrunnlag med de faktiske kostnadsdataene i kostnadsskjemaet[ se Vedlegg 1] som ble sendt ut til kraftverkseierne. Med dette som utgangspunkt har det blitt foretatt en kostnadsanalyse for å se om det eventuelt var mulig å avdekke avvik på kostnadskategoriene. I datamaterialet for den kvalitative delen av undersøkelsen ble det lagd 14 kostnadsrelaterte spørsmål til 24 de kraftverkseiere. Intervjuene foregikk via telefonsamtaler.
Datagrunnlag og metode
5 2.3 Metodebruk
2.3.1 Estimering av avvik fra datamaterialet
For å finne ut om bakgrunnen og forventninger til eventuelle avvik i datagrunnlaget har NVE tilsendt
kostnadsindekser som viser kostnadsutviklingen for de ulike komponentene i utbyggingen av vannkraftverk generelt. Disse dataene gjelder også ved utbygging av småkraftverk. Det har også blitt brukt ulike rapporter fra Norconsult på oppdrag fra NVE for å tolke og finne årsaker til forventninger for kostnadsutviklingen. På grunn av informasjon fra kraftverkseierne ble det vurdert slik at indeksregulering av kostnader ikke var hensiktsmessig. Dette forklares nærmere i resultatkapitelet 4.4.1: årsaker til avvik. Informasjon om de ulike delkostnadene som inngår i kostnadsutviklingen er vist i tabellen under.
Tabell 1: Kostnadskomponenter Maskin
Elektro Bygg generelt Tunneler Dammer
2.3.2 Kvantitativ undersøkelse
For å finne ut om det har oppstått avvik mellom budsjetterte og faktiske kostnader har budsjetterte kostnadsdata blitt hentet ut i konsesjonssøknadene. For de faktiske kostnadene har det blitt utarbeidet et kostnadsskjema [vedlegg 1]. Dette har blitt sendt ut til kraftverkseiere via e-post. På forhånd ble det tatt kontakt med
kraftverkseiere over telefon, hensikten var å vekke interesse ovenfor problemstillingen i oppgaven, samt øke svarresponsen. Faktiske kostnader fra småkraftverkseiere har blitt innhentet etter driftsstart for kraftverkene.
Grunnet ønske fra NVE om økt detaljgrad i analysen, har den faktiske utbyggingskostnaden blitt delt inn i de samme kategoriene som kraftverkseierne budsjetterer med i konsesjonssøknaden. Det har gjort det mulig å sammenligne de budsjetterte kostnadene fra konsesjonssøknaden med de faktiske kostnadene fra spørreundersøkelsen. Dette har imidlertid ført til noen utfordringer. Alle småkraftverkseiere er pålagt å sende inn et idriftsettelsesskjema inn til NVE etter driftsstart. I innrapporteringen til NVE blir delkostnadene delt inn i 3 kategorier: inntak, rørgate og kraftverk bygg, i tillegg til en totalkostnad. Dette er langt færre kategorier enn det som er skissert i NVEs kostnadsoverslag i konsesjonssøknaden som de fleste småkraftbyggere bruker i budsjetteringen. Innsendt idriftsettelsesskjema viser for eksempel ingen oversikt over kostnadsnivået for maskin og elektroteknisk transportanlegg og nettinvesteringer. Ettersom det er en annen prosedyre for innrapportering av kostnader i
6
idriftsettelsesskjemaet i forhold til mine innsamlede data har det oppstått en del utfordringer med å få hentet inn riktige og fullverdige data. Dette ble forsøkt løst gjennom oppringing av kraftverkseiere for å bekrefte at dataene stemte overens med faktiske kostnader som ble tilsendt kostnadsskjemaet. Detaljgraden av kostnadskategoriene i spørreundersøkelsen har dermed økt i forhold til den rutinemessige innrapporteringen til NVE.
Det har utelukkende blitt sett bort fra postene for reguleringsanlegg, overføringsanlegg og anleggsbidrag da de fleste småkraftverk ikke budsjetterer med disse kategoriene. Det ble også avtalt med kraftverkseierne at
undersøkelsen skulle være konfidensiell i forhold å offentliggjøre navn på kraftverk og navn på kraftverkets eier. I tabellen under vises en oversikt over alle Kostnadskategoriene som inngår konsesjonssøknaden som kraftverkseier budsjetterer med (NVE 2009).
Tabell 2: Kostnadskomponenter Reguleringsanlegg
Overføringsanlegg Inntak/dam Driftsvannveier Kraftstasjon, bygg
Kraftstasjon, maskin- og elektroteknisk Kraftlinje
Transportanlegg
Div. tiltak (terskler, landskapspleie) Uforutsett
Planlegging/administrasjon Finansieringsutgifter Anleggsbidrag
For å kunne få en oversikt over kostnadsutviklingen for småkraftverk de siste årene har det blitt innhentet
datamateriale fra NVE som viser indeksregulering for dammer, maskin, elektroteknisk, tunneler og bygg. For å finne årsakssammenhenger til denne utviklingen har det blitt brukt 6 rapporter: 1)(Skau 2014) 2)(Skau 2013).3) (Skau 2012). 4) (Skau 2011). 5) (Skau 2010). 6) (Lapgård 2007)fra Norconsult og SWECO på oppdrag fra NVE for å støtte opp under resultatene. Det ble også kontaktet entreprenører i forsøk på å skaffe informasjon om bygge - kostnader for småkraftverk. Det ble innhentet datamateriale fra 44 i driftssatte småkraftverk i Norge i perioden 2001-2014.
Datagrunnlag og metode
7 2.3.3 Kvalitativ undersøkelse:
I den kvalitative intervjuundersøkelsen ble det foretatt telefonsamtaler med 24 kraftverkseiere. Hensikten var å tilegne kunnskap og informasjon om kostnadsrelaterte forhold, og hvilke meninger, holdninger og erfaringer som har blitt foretatt av kraftverkseierne. Det ble fokusert på å stille så konsise og konkrete spørsmål som mulig slik at det fremkom minst mulig usikkerheter i besvarelsene. Intervjuet var anonymt i forhold til å offentliggjøre navn på kraftverk og eier. I tabellen under vises et stikkordsutdrag fra noen av de viktigste spørsmålene som ble stilt til kraftverkseierne i undersøkelsen.
Tabell 3: Stikkordsutdrag fra spørsmål i undersøkelsen Største avvik i prosjektet Årsaker til avvik
Løft i småkraftnæringen Egeninnsats
Entreprenørutgifter Budsjettsprekk Utlånsrente
Uforutsette kostnader Krav fra NVE
Planlagte spørsmål ble stilt til kraftverkseierne. Der noen av spørsmålene ikke ble godt nok besvart, ble det stilt oppfølgingsspørsmål. I begynnelsen av intervjuet ble det presentert formål og problemstillinger i oppgaven.
Deretter ble det stilt innledningsspørsmål til kraftverkseieren etterfulgt av oppfølgingsspørsmål. Dette bidro til å holde samtalen i gang. Fokuset var å lytte til hva intervjupersonen hadde på hjertet, og samtidig kunne holde oppmerksomheten på forskningsspørsmålene (Brinkmann 2010). Under noen intervjuer ble det brukt sonderende spørsmål for få mer detaljerte beskrivelser av det intervjupersonen fortalte om. Spesifiserende spørsmål ble også stilt, disse var mer direkte: <<Hva skjedde så>>,? <<Hva gjorde du så>>.?. <<Hvordan opplevde du det>>?
etc.(Brinkmann 2010). For å kunne styre intervjuet i en formålstjenlig retning ble det spurt: Nå vil jeg gjerne ta opp et eller annet, eller: La oss se tilbake før den episoden som ble nevnt, skjedde.
Flere av kraftverkene ble bygd ut og satt i drift for 6-7 år tilbake i tid. I noen intervjuer trengte intervjupersonen tid til å tenke gjennom hvordan prosjektet utspilte seg. Fortolkende spørsmål ble stilt for å søke bekreftelse på at kraftverkseieren ble riktig forstått. Noen svar ble omformulert før å søke avklaringer. For eksempel: <<Er det riktig forstått at det var slik? >>, <<Du mener altså slik >>.
8
Selve analysen av intervjuutsagnene begynte mens intervjuet pågikk, noe som lettet det etterfølgende arbeidet, og gjorde tolkningene mer tydelige. Da intervjuet var ferdig ble det skrevet mer utfyllende kommentarer på
spørsmålene.
Småkraft
9
3. SMÅKRAFT
3.1 Småkraftverk generelt
Småkraftverk regnes som vannkraftverk med installert effekt opp til (10 000 kW), og deles inn i følgende kategorier:
Mikrokraftverk: under 100 KW Minikraftverk: 100 KW- 1000 kW Småkraftverk: 1000 KW- 10 000 kW
Fokuset i denne oppgaven er hovedsakelig småkraftverk (1-5) MW som produseres for markedet og de kraftverk som har konsesjonsplikt. De fysiske prinsippene for vannkraftverk kan illustreres i figuren nedenfor.
Figur 1: Viser en skissemessig fremstilling av et småkraftverk(OED 2007b)
Figuren over viser en grov skisse hvordan et småkraftverk fungerer. Inntaket er ofte 4-5 m høyt og 20-30 m langt.
Rørgaten varierer fra noen hundre meter til et par kilometer langt. Vann som befinner seg på et
høyereliggende(ved inntaket) nivå i forhold til kraftverket har en potensiell energi, som omgjøres til trykk og noe kinetisk energi når vannet ledes inn i rørgaten og ned til kraftverket. Denne energien omformes til mekanisk energi i en turbin som deretter omgjøres til elektrisk energi i en generator. Fallhøyden og tilgjengelig vannmengde i elven avgjør energimengden til kraftverket(OED 2007a)
10 3.2 Utvikling og økonomisk potensial
Figur 2: Utvikling av småkraftverk mot 2020(Husebø 2013)
Figuren over viser utbyggingen av småkraftverk frem mot 2020. I perioden mellom 2002-2013 har det blitt bygd 300 småkraftverk. Total realistisk utbygging ligger på 7,4 TWh innen 2020. Dette vil medføre investeringer på over 30 milliarder og 700 nye kraftverk i drift. (Husebø 2013)
Småkraftstatistikk: NVE, fylkeskommunen og OED(NVE 2013) Antall
2012
Antall 2013 Endring [%]
Til behandling 859 807 (-6,1 %)
Gitt konsesjon 125 103 (-17,9 %)
Endelig avslag 55 45 (-18,2 %)
Kraftverk satt i drift 46 31 (-32,6 %)
Under bygging 33 35 (+6,1 %)
Gitt tillatelse, ikke igangsatt 296 296 Uendret
Tabellen over viser at Bare 35 av 331 små kraftprosjekter som hadde utbyggingstillatelse, var under bygging ved årsskiftet (NVE 2013). I følge oversikten falt antall småkraftverk satt i drift fra 46 i 2012 til 31 i fjor. Det er en nedgang på 32,6 % i antall kraftverk som er satt i drift i 2013 sammenlignet med 2012. Det er også 294 småkraftkonsesjonærer som avventer i byggestart på verket sitt. (Småkraftforeninga 2014).
46 %
5 % 17 %
32 %
2400 GWh konsesjonssøkt 3400 GWh bygget mellom 2002- 2013
1270 GWh
konsesjon , ikke 350 GWh under
bygging
Datagrunnlag og metode
11
Figuren viser det økonomiske potensialet for utbygging av småkraftverk mellom fylkene. Det er størst potensial på Vestlandet og minst på Østlandet.(OED 2012b). NVE har anslått det økonomiske potensialet for ny vannkraft til 33 TWh ved inngangen til 2011. Anslaget omfatter prosjekter kjent fra konsesjonsbehandling, samlet plan og fra en digital kartlegging av småkraftverk med en utbyggingskostnad opptil tre kroner per kWh årlig produksjonskapasitet.
10 TWh av dette er enten konsesjonsmeldt, konsesjonssøkt, konsesjonsgitt, eller under bygging. I tillegg til de 33 TWh som inngår i NVEs økonomiske potensial er det ved digital kartlegging funnet et potensial på 6 TWh fra småkraftverk med utbyggingskostnad mellom 3 og 5 kroner. Prosjektene som inngår i det økonomiske vannkraftpotensialet er i all hovedsak uregulerte kraftverk. Omlag 5,4 TWh/år har større eller mindre reguleringsevne, men av dette er om lag 1,8 TWh/år plassert i Samlet plan kategori 2.(OED 2012b)
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000
Østfold Akershus Hedmark Oppland Buskerud Vestfold Telemark Aust-Agder Vest-Agder Rogaland Hordaland Sogn og Fjordane Møre og Romsdal Sør-Trøndelag Nord-Trøndelag Nordland Troms Finnmark
Midlere årsproduksjon [GWh ]
Fylker
Under bygging og gitt tilatelse
Melding om søknad
Samlet plan og digital
kartlegging < 3 kr/kWh Digital
kartlegging 3-5 kr/kWh
Figur 3 Fylkesvis fordeling av det økonomiske potensialet for ny vannkraft per 1.1.2011
12 3.3 Økonomi for småkraftverk
3.3.1 Investeringskostnader Utbyggingskostnad
Utbyggingskostnaden kan beskrives i kr/kWh, der kWh er forventet årsproduksjon fra kraftverket. Den kan variere mye, både mellom ulike kraftverkstyper og fra prosjekt til prosjekt. Naturgitte forskjeller er her avgjørende. Det er vanlig at de rimeligste prosjektene blir bygd ut først. Utbyggingskostnadene for de fleste småkraftprosjekter som har blitt bygd i de senere årene har ligget på mellom 1,5-2,0 kr/kWh/år. Slike prosjekter er såpass gunstige at de kan motstå uventede kostnadsøkninger som kan komme i utbyggings- og driftsfasen. Når inntektspotensialet over tid vil falle(de mest gunstige prosjektene er allerede bygget ut)er det mindre rom for kostnadsavvik. Å unngå kostnadsavvik er særlig viktig når det er privatøkonomier som står bak prosjektinvesteringer. Dette skyldes at disse som oftest har svakere økonomisk ryggrad enn offentlige selskaper.(Bugge Lars 2005)
I dag antas en øvre utbyggingskostnad (investeringsgrense) å være ca. 4,5 kr /kWh(investert beløp/produksjon) (Sweco AS 2011). Dette brukes ofte som grunnlag for beregningene av øvre investeringsgrense for de dyreste kraftverkene. Det er særlig omkostningene ved bygningsmessige arbeid som avhenger av en rekke forhold og kan variere mye fra anlegg til anlegg. Andre viktige faktorer som må tas hensyn til er finansieringskostnader (inkl. renter i byggetiden) og økonomisk levetid(Sweco AS 2011). Det understrekes at fordelingen av kostnadene kan variere mye som følge av installasjon, fallhøyde og kraftverkets maksimale driftsvannføring. Det kan også ha betydning for kostnadsnivået hvordan kraftverket dimensjoneres med tanke på at produsert kraft skal få en høyere verdi, for eksempel ved å tilrettelegge for økt produksjon.(Sweco AS 2011)
Datagrunnlag og metode
13 Kostnadsfordeling
Fordelingen av utbyggingskostnadene på kraftverkets hoveddeler varierer med kraftverkets egenskaper. Tabellen under viser prosentvis fordeling av hva en småkraftbygger vil kunne forvente seg å investere i de ulike
kostnadskomponentene. Denne kostnadsfordelingen gjelder for lavtrykksanlegg med fallhøyde < 30 m, slukeevne >
30 (SWECO 2010).
Tabell 4: erfaringsmessig andelskostnad av komponenter (SWECO 2010).
Komponenter [%]
Adkomst til kraftstasjon og inntak 1-5
Dam 5-10
Vannvei 10-50
Maskintekniske komponent 20-30
Elektrotekniske komponent 15-25
Kraftstasjon bygg 2-5
Linjetilknytning 5-15
Planlegging og administrering 7-10
Fallrettigheter, evt. 2-5
NVE har utarbeidet gjennomsnittlig andelskostnader som kan brukes til som et grunnlag for fremtidige småkraftutbygginger. Grunnlaget brukes overordnet i tidlig stadium planlegging for å finne tilnærmet riktig kostnadsnivå på prosjekter. Prisnivå for 2010 er brukt.
Riggkostnadene kan variere mye, anslagsvis ligger de på mellom 10-30 % av totale bygg- og
anleggskostnader(Stensby & Hofstad 2010). Men dette varierer fra prosjekt til prosjekt og er avhengig av beliggenhet i forhold til transport og kommunikasjon. Riggkostnaden er også entreprenøravhengig.
Dammer
en mest vanlige damtypen for små kraftverk vil være betong gravitasjonsdam (massivdam) fundamentert på fjell.
Platedammer i betong er også mye brukt. For lave dammer (< 5 m) på fjell vil disse damtypene være billigst.
Dammen vil her være en del av flomløpet, mens en fyllingsdam må ha eget flomløp. Andre fundamenteringsforhold enn fjell, tilgang på lokale materialer eller adkomstforhold kan kreve at andre damtyper som fyllingsdam (flere typer), betong og hvelvdam (SWECO 2010).
14 Inntak
Valg av inntakskonstruksjon er svært avhengig av lokale forhold og varierer mye. Et inntak inkluderer et
inntaksmagasin, en inntaksrist og en stengemulighet. Inntaket bør utformes slik at problemer med flytende rusk, islegging /sarr og sediment - transport blir holdt til et minimum. Typisk bør toppinntak være minimum 2 m under vannspeilet. Generelt vil et inntak øke i omfang desto større vannføring som skal ivaretas og større driftssikkerhet som bygges inn i konstruksjonen. (Stensby & Hofstad 2010). Inntakskonstruksjoner bygges ofte i ett med
inntaksdammen. For svært enkle inntak har disse lav byggehøyde, og kan ha en lav sikkerhet mot brudd. Selve inntaket består ofte bare av en sil, mens ved et litt større anlegg med større slukeevne vil det være mest hensiktsmessig å bygge et inntak av betong. Kostnader for inntakskonstruksjoner er knyttet til vannføring, og gjelder bygnings- og anleggstekniske arbeider(SWECO 2010).
Kraftstasjon
Kostnadene for stasjoner i dagen varierer mye på grunn av store forskjeller i beliggenhet, størrelse og
bygningsmessig standard. Kostnadene varierer også ved valg mellom vertikal /horisontalakslet aggregat, antall aggregat, fundamentering på fjell og løsmasser. Kostnadene presenteres som en funksjon av trykkhøyde og slukeevne. For småkraftverk under 2-3 MW er det lite aktuelt med kraftstasjon i fjell(Stensby & Hofstad 2010).
Rørgrøfter
Figur 4 Grøftetverrsnitt for nedgravde rør(SWECO 2010)
Kostnadene for rørgrøfter omfatter entreprenørkostnader for graving, sprengning, og tilbakefylling fra 30 cm over rør. For å kunne kostnadsberegne rørgrøfter er det nødvendig med en terrengprofil og en nøye vurdering av grunnforholdene. Ulendt eller bratt terreng og vanskelig adkomst har stor innflytelse på de totale kostnadene.
Usikkerheter ved enhetsprisene settes til +- 30 %. Dimensjonene på rørene er også utslagsgivende for grøftekostnadene. Større dimensjoner på rørene fører til at grøftedybden øker (Stensby & Hofstad 2010) Transportanlegg
Kostnadene for bygging av anleggsveier varierer og er avhengig av topografi, tilgjengelige masser og standard på anleggsveien. Kostnadene omfatter opparbeidet vei med planlegging, utstikking, graving, sprenging og stikkrenner.
Vedlikeholdskostnader av anleggsveien i anleggsperioden antas å ligge på 10 % av kostnadene for anleggsveien. I
Datagrunnlag og metode
15
vanskelig terreng kan kostnadene for anleggsvei fort øke til det dobbelte av moderat terreng(Stensby & Hofstad 2010). Riggkostnadene kan variere avhengig av beliggenhet. Anslagsvis ligger den på mellom 10-30 % av totale bygg- og anleggskostnader(Stensby & Hofstad 2010).
Maskintekniske kostnader
Leveranser av maskintekniske arbeider omfatter generelt utstyr komplett montert og i driftssatt. Disse komponentene omfatter turbiner, luker, varegrind og grind -rensker.
Det å finne en optimal sammensetning for et vannkraftverk kan være svært utfordrende. En turbin med stor
slukeevne vil kunne dra nytte av mye vann, men vil til sammenligning har lavere virkningsgrad i perioder med lavere vannføringer/tilsig. Turbinpriser er oppgitt som funksjon av maksimal slukeevne og effektiv fallhøyde. Ved lave turtall benyttes det ofte gir for turbiner mindre enn 2-3 MW. Velger man en turbin med et lavere turtall for en gitt vannføring og fallhøydekurve, vil turbinprisen bli noe høyere. (Stensby & Hofstad 2010)Og omvendt hvis turtallet velges høyere(Stensby & Hofstad 2010).
Driftsvannveier
Fundamentering av rør kan i prinsippet være nedgravd eller på fundamentblokker. De ulike rør-typene har ulikt krav til fundamentering. Dette skyldes egenskaper som materialtype, skjøtemetode og hvordan kreftene overføres.
Kostnader for rørgatefundamenter er svært avhengig av forankringsklossenes størrelse som dimensjoneres i henhold til vanntrykk, retningsendringer og rørdiameter. (Stensby & Hofstad 2010). Ca. 20-30 % av rør kostnadene er knyttet til montasjekostnader. Montasjekostnadene varierer mye på grunn av terrengforhold og transport langs rørgaten.(Stensby & Hofstad 2010)
Ved klassifiseringen av rør og dam skal alle vannkraftanlegg uavhengig av konsesjonsplikten, klassifiseres i en av fem konsekvensklasser. Anlegg som ved brudd, svikt eller feilfunksjon kan medføre fare for skade på mennesker, miljø eller eiendom og klassifiseres i konsekvensklasse 1-4, der 4 benyttes for anlegg som har de største
konsekvensene. Anlegg som har ubetydelige konsekvenser settes i klasse 0. Den nye dam-sikkerhetsforskriften sier at mindre vannkraftanlegg kan plasseres i konsekvensklasse 0 dersom de oppfyller nødvendige kriterier, og kan dermed unngå formell behandling og vedtak i NVE. Kriteriene går på størrelse på dammen og trykk i rørene. Anlegg i klasse 0 er også unnlatt en rekke krav, (OED 2009). For anlegg i klasse 1-4 gjelder en rekke ulike sikkerhetskrav. Et av kravene som stilles er kravet om kompetanse. Den som eier et klassifisert anlegg er nødt til å ha en
vassdragsteknisk ansvarlig (VTA) og en fagansvarlig. Disse skal benyttes for å sikre at undersøkelser, beregninger og planer gjennomføres og dokumenteres på korrekt måte, i samsvar med krav i forskriftene. For nye anlegg skal forslaget til konsekvensklassifisering følge konsesjonssøknaden, eventuelt konsesjonspliktvurderingen. Endelig
16
vedtak om konsekvensklasse fattes av NVE, og må være godkjent før NVE kan behandle tekniske planer(OED 2009).
En pålagt økning i konsekvensklasse enn det som er forespeilet i konsesjonssøknaden vil som oftest medføre økte kostnader for driftsvannveiene i prosjektet. Større dimensjoner på vannrøret gir mindre tap, men har desto høyere kostnader. Grøftedybden må også økes. Økt klassifisering medfører også økte kostnader knyttet til VTA
(vassdragsteknisk ansvarlig).
Elektrotekniske kostnader
Elektrotekniske installasjoner består av en betydelig andel av totalkostnaden og for et småkraftverk og gjelder transformator, generator kontrollanlegg, koblingsanlegg Elektromekaniske arbeider kan også leveres komplett og omfatter alt nødvendig elektromekanisk utstyr i kraftstasjonen.(Stensby & Hofstad 2010)
Kraftlinje
Noe av det første som bør undersøkes når kraftverk planlegges, er muligheten til nettilknytning slik at elektrisitet fra kraftverket kan mates inn på lokal eller regionalnettet. Priser på kraftkabel varierer sterkt avhengig av terreng- og klimaforhold. Det er viktig å hente råd inn priser fra linjeoperatører og konsulenter.
Finansieringsavgifter
Ved beregningsgrunnlag av rentekostnader og rentesats for småkraft skal renter beregnes av hele investeringen pluss påbeløpt renter i byggeperioden. Renten skal kun beregnes av lånt kapital, og renten som belastes er de faktiske rentekostnadene som småkraft har ved betjening av dette lån.
Figur 5: Figuren over viser historisk utvikling av NIBOR - renten for ulike type investeringer.(Bank 2008)
De fleste investeringene i småkraftprosjekter i Norge ble foretatt fra 2002 og frem til i dag. I følge figuren over var prognosene for rentenivået gunstig fra 2002-2006. I perioden 2006- 2008 økte rentekravet betydelig. Dette skyldes gode markedsutsikter. Fra 2009 og frem til i dag har den effektive styringsrenten vært forholdsvis lav og dermed
0,00%
1,00%
2,00%
3,00%
4,00%
5,00%
6,00%
7,00%
8,00%
NIBOR
År
%
Nibor
Datagrunnlag og metode
17
gitt gunstige låneforhold for småkraftbyggerne. For de lokale bankene som lånergiver til småkraftprosjektene vil selvfølgelig utlånsrenten være avhengig av risiko og kapitalbindingen i prosjektet.
Planlegging og administrering
Kostnader knyttet til planlegging og administrering utgjør ofte 10-15 % av de totale utbyggingskostnadene.(Stensby
& Hofstad 2010) Det omfatter oppmålinger og utarbeidelse av prosjekteringsunderlag (kart, profiler og lignende), Vannføringsmålinger og hydrologivurderinger, miljøundersøkelser, konsekvensutredninger, grunnundersøkelser, administrering, byggeledelse, kvalitetskontroll
Uforutsett
Uforutsette kostnader er kostnader som kan oppstå som følge av at de andre kostnadskategoriene øker(se tabell 2 kapitel 2.3.2 for kostnadskomponenter). Denne kostnaden er vanskelig å budsjettere med siden den har svært få eller ingen referanser å forholde seg til. Generelt anbefales 15-20% tillegg på alle kostnadselementer for å dekke uforutsette kostnader.(Stensby & Hofstad 2010)
Div. tiltak og landskapspleie
Dette gjelder kostnader for avbøtende tiltak ved kraftverksutbygging. Hensikten er å bidra til å redusere og avbøte på negative miljø og biologiske konsekvenser ved en vannkraft-utbygging. Dette kan gjelde Landskapspleie
(skogrydding, traseer, deponier, arrondering), terskelbygging for fisk og andre etterundersøkelser etc.
Egeninnsats
Flere utbyggere utfører deler av prosjekteringen selv og reduserer dermed behovet for innleid arbeidsinnsats, og dermed reduserte kostnader. Bygningsmessige arbeider er det kostnadsområdet utbyggeren hovedsakelig kan redusere sine kostnader, det gjelder Skogrydding, anleggsarbeid på dam/inntak, rørgate og veibygging. Egeninnsats kan også bestå i innhenting av informasjon og gjøre seg kjent med saksgangen. Kontakt med rådgivere for å få profesjonell vurdering av prosjektet kan være nyttig for å vurdere størrelsen på anlegget og om det foreligger restriksjoner.
18 3.3.2 Inntektskilder for kraftverk
Kraftprisen
Den fysiske krafthandelen på det nordiske kraftmarkedet skjer hovedsakelig på Nord pool spot som er en
markedsplass for omsetning av kjøp og salg av kraft. I teorien gjelder den felles systemprisen for hele Norden, men i praksis er det ofte ulike priser, både på tvers av landegrensene og innad i landene. Hovedårsaken er at det er
overføringsbegrensninger mellom de geografiske områdene og betydelig energitap ved kraftoverføringer over store avstander. Disse flaskehalsene danner da lokale el- spotmarkeder, såkalte prisområder.(Ivar 2007). Norge er delt inn 5 prisområder der hvert prisområde bestemmes av tilbud og etterspørsel lokalt. I forhold til systemprisen avviker områdeprisene avhengig om området har et overskudd eller underskudd på kraft. Et høyprisområde kan oppstå hvis det er tilbudt for lite kraft i et område, eller at flaskehalser i nettet forårsaker lavere tilførsel av tilstrekkelig kraft.(Ivar 2007)
Figur 6: Kraftprisutvikling for Norden: Kilde(Spot 2014)
Prisutviklingen i el- spotmarkedet de siste ti årene er illustrert i figuren over. Figuren viser hvordan den reelle systemprisen på Nord Pool spot har utviklet seg fra 1999 til 2013. I 2006 og 2010 var gode inntektsår for
småkraftprodusentene. Grafen er oppdatert til 14. April 2014 der prisen ligger på litt over 20 øre/kWh Dette er en foreløpig reduksjon fra 2013 da prisen var på over 30 øre/kWh. Dette kan sees i sammenheng med høyere
kraftproduksjon, mer tilsig av vann til magasinene og høyere fyllingsgrad høsten og ved årsskiftet 2013-2014 (SSB 2013). Som følge av at kapasiteten i Norges kraftproduksjon ikke har holdt følge med forbruksveksten, er det en strammere kraftbalanse nå sammenlignet med tidligere tiår. En svekket kraftbalanse og mindre buffer til å håndtere uventede bortfall av produksjon og økning i forbruket, har ført til endringer i kraftprisens drivere. Dette gir større utslag i variasjoner kraftprisen. Dette fører til en bratt tilbudskurve i situasjoner hvis markedsprisen ligger
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Pris [kr/mWh
År
Systemprisen
Datagrunnlag og metode
19
opp mot kapasitetsbeskrankningen. Siden etterspørselen er relativ uelastisk på kort sikt, vil endringer på tilbuds- og etterspørselssiden gi større svingninger i kraftprisen. Det nordiske kraftsystemet var fra 2000- 2010 preget av at betydelige tilsigsvariasjoner, noe som gjenspeiler de store prisvariasjonene gjennom perioden(OED 2012a).
El-sertifikater (grønne sertifikater)
Som nevnt i innledningen av oppgaven ble Norge den 1. Januar 2012 enige om det felles norske svensk el- sertifikatmarkedet. Produsenter av fornybar elektrisitet tildeles et sertifikat per MWh elektrisitet de produserer frem til ordningen tar slutt i 2020. Det er en lovpålagt plikt for alle kraftleverandører og visse forbrukere ved anskaffelse av kraft, å kjøpe sertifikatene for en bestemt andel av sitt forbruk eller salg. Kraftleverandøren legger el-sertifikatkostnaden inn i strømprisen, slik at det til slutt er strømkundene som finansierer ordningen over strømregningen. Det oppstår da en etterspørsel og et tilbud ved en gitt pris. (OED 2014).
Figur 7: Historisk utvikling for sertifikatprisen(Statnett 2014)
El-sertifikatprisen har vært veldig varierende over 10-årsperioden. For øyeblikket ligger den i underkant av 17 Øre/kWh. El-sertifikatprisen forventes å øke fram mot 2020 fordi mer fornybar kraftproduksjon støttes gjennom el- sertifikatordningen. Etter 2020 vil kostnaden trolig synke. (OED 2014)
Produksjon
Et småkraftverk kjennetegnes som et lavtrykksanlegg som utnytter store vannmengder og relativt liten fallhøyde i en elvestrekning. Småkraftverk har som oftest ikke regulerings- magasin, men kun et inntaksmagasin. Vannføringen og dermed kraftproduksjonen er u-regulerbar, og produksjonen blir dermed avhengig av vannet som til enhver tid renner i elva. Småkraftverk må derfor ta til takke med en laver strømpris enn et magasinkraftverk siden det typisk produserer om våren og høsten da prisene er lave på grunn av lavere etterspørsel.(SWECO 2010) Krav til
0 50 100 150 200 250 300 350
2004… 2004… 2005… 2005… 2006… 2006… 2007… 2008… 2008… 2009… 2009… 2010… 2011… 2011… 2012… 2012… 2013… 2013…
Pris kr/MWh
År
Sertifikatprisen
20
minstevannføring er blant de viktigste vilkårene i en vassdragskonsesjon både for økonomi og miljø. Generelt gjelder det at valg av løsning må tilpasses forholdene på stedet. Dette omfatter landskapsmessige, fysiske - og klimatiske forhold.
Resultater
21
4. RESULTATER
4.1 Fordeling og utviklingen av kostnadskomponenter
En analysering av kostnadsutviklingen for vannkraftutbygging har blitt gjennomført for å indikere forventninger til totale utbyggingskostnader. Det har blitt utarbeidet en indeksutvikling for kostnadsutviklingen for ulike
komponenter på vannkraft generelt. Denne utviklingen er også dekkende for småkraftverk.
Figur 8: En oversikt over kostnadsutviklingen på vannkraftkomponenter
Kostnadsindeksene i diagrammet over viser en oversikt over prisnivået til de ulike hovedkomponentene i småkraftverk i perioden 2005- 2014.
Tabell 5: Oversikt over prosentvis prisstigning på komponenter 2007-2014)
Komponenter 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Maskin 10,4 % 5,7 % 8,0 % 3,3 % 4,8 % 2,3 % 2,2 % 2,2 % Elektro 6,3 % 5,9 % 6,5 % 3,5 % 4,2 % 2,4 % 2,4 % 1,5 % Bygg generelt 7,2 % 8,1 % 6,9 % 5,3 % 5,6 % 4,7 % 2,5 % 2,0 % Tunneler 6,8 % 6,3 % 6,0 % 1,9 % 2,5 % 4,2 % 2,3 % 3,4 % Dammer 5,6 % 8,4 % 5,6 % 0,7 % 4,6 % 5,7 % 6,6 % -1,7 %
Maskinelt utstyr
I 2005- 2007 har det vært en relativt stor økning i materialprisene på grunn av press i markedet. Økt
prosjektgjennomføring gir høyere prosjektkostnader. Rustfritt stål og jern har hatt høyere prisstigning enn de mest
0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2 2,2
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Indekser
Maskin Elektro Bygg generelt Tunneler Dammer
22
vanlige stålkvalitetene. Periodiske variasjoner i materialprisene ga variasjoner i prisene på de ferdige produktene.
Lønn er en dominerende prisfaktor i verkstedindustrien. Omtrent 80 % av prisen skyldes lønnskostnader, mens resten av prisen består i materialkostnader.
Elektrotekniske komponenter
Tilsvarende som for maskin er det gode konjunkturer som gir pres i markedet, spesielt har det gitt utslag på store transformatorer. For elektromagnetiske komponenter har leverandørene i større grad inngått rammeavtaler med kraftselskaper. Dette er et tegn på at begge parter ønsker å sikre forutsigbarhet og at prisveksten på sikt vil stabilisere seg. Samlet sett for elektrotekniske installasjoner er konsumprisindeksen dominerende. Arbeidslønn spiller også en avgjørende rolle.
Bygg generelt
Det er store variasjoner i enhetsprisene for Betong. Dette skyldes i stor grad geografiske forskjeller. Det er lite konkurranse på regionalt nivå og prisene i monopolsituasjoner stiger gjerne prisen. Transportkostnaden for betong påvirker også mye. Prisveksten skyldes en økning i kostnadsnivået for arbeidskraft og den store prisøkningen på betong- bru og elementer rigg og drift. I 2013 har det vært en utflating av utbygging av småkraftverk. Dette sørget for nedgang i antall tilbydere på anbud og prisstigningen var noe laver enn 2012.
Tunneler
I kostnadsindeks for vegtunneler er det en høy prisstigning fra 2007-2009 som skyldes økte materialkostnader, arbeidskraft og riggkostnader. Variasjonene i enhetsprisene fra år til har sammenheng med lokale forhold og beliggenhet.
Dammer
20 % av arbeidene ved en fyllingsdam er betongarbeider og 80 % er sprenging, graving og fyllingsarbeider. Arbeider med fyllingsdammer foregår som oftest i værharde strøk og er mer sesongbetont enn veiarbeider generelt.
Kostnadsøkningen skyldes økt arbeidskraft og materialer. For 2011 oppstod det en markant prisøkning. Dette året steg oljeprisen med ca. 14 %. Prisøkningen her skyldes at en stor andel av masseflyttingsarbeidene er
transportkostnader for kjøretøy. I 2013 har oljeprisen vært noe mer stabil og derved transportkostnadene.
Entreprenørkostnader
Entreprenørkostnadene i forhold til bygg og anleggsarbeid består for en betydelig andel av kostnaden i prosjektene.
Det er vanskelig å forutsi hvordan nivået på disse er fordi de ikke budsjetteres spesifikt i konsesjonssøknaden. De
Resultater
23
fordeles på nesten alle kategoriene i prosjektet. Det mest vanlig er at entreprenørkostnadene er høyest på inntak, dam, driftsvannveier og bygging av kraftstasjon.
Figur 9 Gjennomsnittlige bygge-kostnader for 44 kraftverk bygget i perioden 2001-2014
Figuren viser kostnadsutviklingen for 44 kraftverk som har blitt bygget og satt i drift i perioden 2001- 2014.
Kostnadsdata er innhentet fra entreprenører i Norge. Entreprenørene har vært med på byggingen av ca. 5 kraftverk årlig fra 2001-2009. Fra 2009 og frem til i dag har antall prosjekter gått ned noe, slik at graf - utviklingen er mer usikker fra 2009-2014. Men hvis man sammenligner årene 2013-2014 med Tabell 5 (prosentvis
prisstigning)ovenfor, der prisene på komponenter har gått ned, tyder dette på at bygge-kostnadene for de siste kraftverkene har gått ned som følge av detteforhold til kostnadsutviklingene Trenden er uansett at de
gjennomsnittlige bygge-kostnadene har en tilnærmet lineær økning siden 2001.
Finansieringen
Figur 10: Graf med effektiv NIBOR- rente og punktene med rentenivå til kraftverkene
0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00
2000 2005 2010 2015
Byggekost (kr/kWh)
År kr/kWh
5,20% 5,82%
4,50%
7,67%
6,50%
5,50%
8,50%
6,50%
3,30%
5,00%
6,00%
3,85%
3,00%
4,30% 5,00%
0,00%
1,00%
2,00%
3,00%
4,00%
5,00%
6,00%
7,00%
8,00%
9,00%
2004 2006 2008 2010 2012 2014
Prosent
År
Effektiv rente NIBOR
24
Figuren ovenfor viser hva utlånsrenten til de 15 kraftverkseierne som svarte på spørreundersøkelsen var på
investeringstidspunktet og er plottet inn som punkter i diagrammet. Den effektive styringsrenten som er hentet fra teoridelen er trukket inn sammen med punktene. Diagrammet gir en oversikt over differansen mellom utlånsrenten og Styringsrenten. Avstanden fra styringsrenten og opp til utlånsrenten kan gi en indikasjon på risikonivået og likviditeten i prosjektene. Fra 2006-2007 fikk kraftverkseierne relativt gode utlånsrenter. Dette skyldes hovedsakelig gode kraftprisforventinger i markedet (Figur 7 kapitel 3.3.2 kraftprisutvikling) Fra 2008 -20012 har det vært større variasjoner.
4.2 Delkostnader
I den kvalitative spørreundersøkelsen ble småkrafteierne spurt hva den høyeste kostnaden var i prosjektet.
Av de 24 kraftverkseierne som svarte på den kvalitative spørreundersøkelsen, svarte 60 % av de 24 kraftverkseierne at de største kostnadene oppstod i på Maskin- elektrotekniske komponenter. Også en betydelig andel (30 %) av kraftverkene hadde den høyeste kostnaden på driftsvannveiene.
4.2.1 Fordeling av kostnader
Det er laget en prosentvis fordeling av faktiske delkostnader for de ulike kostnadskomponentene for å kunne sammenligne dataene opp mot NVES Veileder for kostnadsvurderinger. Se tabell 4 kapittel 3.3.1 erfaringsmessig andelskostnad for komponenter. Tabellen under viser fordelingen av 10 delkostnader. De er delt inn etter samme kategori som i konsesjonssøknaden.
30 %
60 % 10 % Driftsvannveier
Maskin og elektroteknisk (turbin og generator) Kraftstasjon Bygg
Figur 11 Største kostnadskomponenter for småkraftverk
